Модуль 2 Методы гис на основе переменных электромагнитных полей и полей естественной и вызванной поляризации

• Комплексная цель.

Получение слушателями системы знаний об электромагнитных полях, создаваемых в разрезах скважин и околоскважинном пространстве, и средствах их изучения методами ГИРС для возможной дальнейшей работы в промыслово-геоофизических конторах, специализированных экспедициях, научных лабораториях, вычислительных центрах.

• Содержание модуля.

ТЕМА: Индукционный и волновой методы каротажа, качественная и количественная интерпретация каротажных диаграмм этих методов.

В электромагнитных методах ГИРС выделяют две разновидности: 1) индукционный каротаж (ИК) и 2) диэлектрический каротаж (ДК). Кроме этих видов сюда относят методы около- и межскважинной индуктивной радиоволновой электроразведки.

Различие ИК и ДК определяется использованием в этих методах разного диапазона частот. Обоснованием является, во-первых, то, что в силу скин-эффекта с увеличением частоты f уменьшается длина волны λ, а во-вторых распределение электромагнитного поля на одних и тех же частотах зависит от электромагнитных свойств среды и расстояния между источником и приёмником. Поэтому выделяют ближнюю (поле соответствует квазистационарной модели) и дальнюю (поле соответствует волновой модели) зоны. В ближней зоне (БЗ) λ>>L, а в дальней зоне (ДЗ) λ < L, где L – длина зонда. В ИК используются частоты f = 20-60 кГц и λ> 100м, следовательно, применимы законы квазистационарной (индукционной модели), а в ДК f = 10- 20 МГц и λ< 1м, то есть применимы законы волновой модели.

Индукционный каротаж (ИК) - электромагнитный метод, основанный на измерении кажущейся удельной электрической проводимости σ_к, то есть параметра σ_э = 1/ρ, который измеряется в единицах См/м (сименс – проводимость проводника с сопротивлением R= 1 Ом). Сущность метода в электромагнитном профилировании (ЭМП) по стволу скважины. Осевая установка ЭМП, состоящая из генераторной (Г_к) и приемной (И_к) катушек представляет собой специальный конструкции зонд. Расстояние между катушками составляет длину зонда L. Зонд является составной частью скважинного прибора, содержащего электронную схему (рис.27).

Рис. 27. Схема скважинного прибора

индукционного каротажа

Ик, Гк – измерительная и генераторная катушки

К генераторной катушке подключается генератор, который подает в катушку переменный ток в частотном диапазоне 20-60 кГц.

При проведение измерений в генераторной катушке с помощью переменного тока устанавливается переменное магнитное поле. В скважине создается электромагнитное поле. Силовые линии тока представляют собой в однородной изотропной среде окружности с центром по оси скважины. В анизотропной слоистой среде электромагнитное поле деформируется.

Согласно закону Фарадея, в это время в горной породе возникают электромагнитные вихревые токи, которые фиксируются измерительной катушкой зонда. Величина вихревых токов, возникающих в горной породе зависит от величины её удельной электропроводности. Вихревые токи в породах создают вторичное магнитное поле, которое вместе с первичным (более сильным) полем индуцируют электродвижущую силу (ЭДС). При этом, в приемной катушке ЭДС первичного поля (Е₁) является помехой и компенсируется электронной схемой (вводится ЭДС противоположная по фазе), ЭДС же вторичного поля (Е₂) усиливается электронной схемой прибора и подается по кабелю на поверхность для регистрации.

Е₂ пропорциональна σ_к, которая и регистрируется в соответствии с формулой:

σ_к = 1/ρ_к = Е_с/К_с, где

Е_с – ЭДС принимаемого сигнала, т.е. напряженность электрической составляющей электромагнитного поля.

К_с – коэффициент перехода от Е_с к σ_к, зависящей от длины зонда L.

L выбирается с таким расчетом, чтобы в однофазной среде σ_к = σ_п .

Следует отметить, что в зонды ИК кроме двух главных катушек включают и несколько дополнительных генераторных и измерительных катушек. Они выполняют фокусирующую роль, предназначены для получения более точных данных об σ_к и обозначаются шифрами по конструктивным типам. Например, в зондах с шифрами 6Ф1, 6И1, 6Э1 цифра шесть обозначает число катушек, буквы Ф, И, Э – тип зонда, а цифра один - расстояние L между центрами катушек.

Сигналы ИК зависят от σ_к, σ_с, σ_зп, D, d_с, h, а также длины зонда L, cилы тока I и частоты поля f.

По оценочным расчётам на показания ИК основное влияние оказывает концентрический слой околоскважинного пространства, заключенный между радиусами 0,4L и 1,5L (рис. 28).

Рис. 28 График оценки влияния околоскважинного пространства на показания ИК

Ggr – интегральный радиальный геометрический фактор.

При ρ_с<1 Ом*м и ρ_п/ρ_с>20 в результатs ИК вносятся поправки по специальным палеткам. Если ρ_с<0,3 Ом*м и D>3d_с погрешности значительны. Влияние вмещающих пород существенно при h <1,5 L. Не эффективен ИК на частотах 20-60 кГц при ρ_п>50 Ом*м. Этот предел поднимают до 200 Ом*м на частоте f=1МГц, но нижняя граница смещается до 20 Ом*м. Поэтому используют 2-х частотную аппаратуру. Ее диапазон 0,3-200 Ом*м.

Интерпретация диаграмм, в частности определение границ пластов, сводится к нахождению точек, соответствующих серединам амплитуд (точкам градиентов максимального возрастания-убывания кривых) (рис. 29).

Рис. 29. Пример выделения границ пластов на диаграммах ИК

В целом ИК эффективен для изучения глин и глинистых пластов, песчаников и карбонатов, насыщенных сильно минерализованной пластовой водой. Разрешающая способность повышается в скважинах, заполненных слабоминерализованными растворами. ИК можно также применять в сухих и обсаженных непроводящими трубами скважинах.

Задачи, решаемые ИК те же, что КС и БК. Предопределяется комплексирование этих методов. Сравнительная характеристика следующая:

1. БКЗ «работает» в пластах большой мощности при средних значениях отношений ρ_п/ρ_с и ρ_п/ρ_вм.

2. БК более эффективен для изучения тонких пластов при больших значениях ρ_п/ρ_с и не эффективен при повышающем проникновении (водоносные пласты).

3. ИК «работает» при малых значениях ρ_п/ρ_с и повышающей зоне

проникновения и при ρ_с →∞.

Диэлектрический каротаж (ДК) – метод ГИРС, основанный на измерении параметра диэлектрической проницаемости ε_к. Для производства работ применяется глубинный скважинный прибор, включающий трёхкатушечный зонд, который по конструкции аналогичен зондам ИК (рис 30). Маркировка зондов типовая. Например, зонд Г0,8И₁0,2И₂ состоит из двух измерительных катушек И₁ и И₂, расстояние между которыми 0,2 м, и одной генераторной катушки, находящейся на расстояниях от И₁ 0,8 м и от И₂ 1 м.

Рис. 30. Схема зонда ДК

Г – генераторная катушка,

И1, И2 – измерительные катушки,

L1, L2 – длины зондов

Отличие ДК от ИК в том, что метод работает на более высоких частотах. Должно соблюдаться условие 1/ωερ>1, при котором токи смещения преобладают над токами проводимости. На практике достаточным условием считается 1,1≥ ωερ≥ 0,2. Диаграмма соотношения токов проводимости и смещения для частот f =10-100 МГц приведена на рис. 31.

Рис. 31. Диаграмма соотношения токов

проводимости и смещения в проводящей

поляризующейся среде при частоте

электромагнитного поля f = 10-100 МГц

1 – область параметра ωερ = 1;

3,4 - зоны преобладания токов проводимости (2) и смещения (3);

ω = 2πf в Гц, ε = ε*·1/36·10^-9 в ф/м

В отечественных приборах используется диапазон частот 30-60 МГц при длинах зондов в несколько раз превышающих диаметр скважины d_c. Параметры поля в точке измерений определяются преломленной волной АВСD (рис. 32).

Рис. 32. Схема распространения электромагнитных волн

в скважине и околоскважинном пространстве в процессе

диэлектрического каротажа

На участках АВ и СD происходит затухание колебаний и их фазовый сдвиг за счет влияния скважины, а на участке ВС те же процессы происходят за счет влияния пересекаемых скважиной пород. Последние априори имеют скорость распространения электромагнитных волн бо'льшую, чем в промывочной жидкости, что предопределяет эффект полного внутреннего отражения этих волн при определённом (критическом) угле θ. Образовавшаяся боковая (головная) волна распространяется вдоль стенки скважины со скоростью и затуханием, обусловленными параметрами пересекаемых пород. Влияние скважины исключается за счет двух катушек. Регистрируемый параметр - разность фаз Δφ:

Δφ = а_ф (Z₁-Z₂) = а_ф·ΔZ, где

а_ф – фазовая постоянная (а_ф=ω√εμ), ΔZ – база зонда.

Диэлектрическую проницаемость ε_к определяют по фазовым сдвигам и отношению амплитуд. Используются различные частоты и измерения несколькими зондами.

Кривые ДК имеют слабосимметричную форму со смещением максимума в область ΔZ, что повторяет в менее явном виде эффект прямого или обращенного зондов КС. Пласты пород как с низкой, так и с высокой ε_к выделяются достаточно четко. Типовой пример – разделение нефтяных и водоносных пластов при внутриконтурном заводнении продуктивных горизонтов пресной водой. В таких случаях нефть и вода различаются по показателю ε, при практически одинаковых значениях ρ_к (рис. 33).

Рис. 33. Сопоставление кривых ДК и КС

в интервале внутриконтурного заводнения нефтесодержащих пластов пресной водой

1-3 – нефтеносный, водоносный и глинистый пласты

ДК плохо «работает» в низкоомных разрезах при ρ<4-5 Ом*м и в соленых буровых растворах. Существенно искажают результаты измерений зоны проникновения, диаметр которых d_зп>0,8-1 м. Влияет также глинистая корка, так как ε глин значительно больше ε пород разреза и ε зоны повышающего проникновения.

ТЕМА: Технология высокочастотного индукционного каротажа изопараметрических зондирований (ВИКИЗ), качественная и количественная интерпретация каротажных диаграмм.

Высокочастотный индукционный каротаж изопараметрических зондирований (ВИКИЗ) - современный высокотехнологичный метод ГИРС, с помощью которого не только выполняется электропрофилирование по стволу скважины, но и электромагнитное зондирование по перпендикуляру к оси скважины (боковое зондирование). В ВИКИЗ в отличие от ИК измеряются не абсолютные сигналы на фоне скомпенсированного прямого поля, а относительные фазовые характеристики. Этим достигается более высокая разрешающая способность в скважинах с сильнопроводящим буровым раствором (ρ_с<0,5 Ом·м). То есть, относительная разность фаз и амплитуд, измеренных в 2-х близрасположенных катушках в диапазоне частот 0,8÷15 МГц, очень слабо зависит от параметров скважины. Достигается высокий уровень сигналов в среде до 120 Ом*м.

Аппаратура ВИКИЗ включает скважинный прибор и наземную панель, которая обеспечивает питание скважинного прибора, прием и трансформацию сигналов, их обработку и преобразование в аналоговый вид. В аппаратуре предусмотрен канал записи кривых ПС.

Скважинный прибор состоит из блока электроники и зондовой части, которая включает пять 3-х катушечных зондов, состоящих из соосно размещённых 5-ти генераторных и 6-ти измерительных катушек. Диаметр скважинного прибора D = 73 мм, длина L = 4.0 м. Длина короткого зонда 0.5, а длинного 2.0 м. Схема зонда представлена на рис. 34.

Рис. 34. Схема зонда ВИКИЗ

Г₁ (частота питания 14 МГц), Г₂ (7 МГц), Г₃ (3,5 МГц), Г₄ (1,75 МГц), Г₅ (0,875 МГц) - генераторные катушки; И₁, И₂, И₃, И₄, И₅, И₆ — приемные катушки; Lj = 0,5 м, L2 = 0,7 м. L₃ = 1,0 м, L4 = 1,4 м, L₅ = 2.0 м - длины трехкатушечных зондов; L₁ = 0,1 м, L₂=0,14 м. L₃ = 0,20 м, L₄ = 0.28 м. L₅= 0,4 м — базы зондов

Схема каждого отдельного зонда принципиально не отличается от зондов ИК и ДК (рис. 35) Обозначения зондов тоже типовые. Например, зонд И₆0.4И₅1.6Г₅ имеет длину базы L = 0.4 м, и зонда L = 2.0 м (0.4+1.6).

Рис. 35. Схема отдельного зонда ВИКИЗ

L, ∆L – длины зонда и базы (расстояние между измерительными катушками) в метрах

Для всех пяти 3-х катушечных зондов выполняются условия квазистационарности в немагнитной среде и они называются изопараметрическими.

и

Скважинный прибор работает следующим образом. Переменный ток в генераторной катушке возбуждает в окружающей среде электромагнитное поле. Это поле наводит в измерительных катушках Э.Д.С., зависящую от электрофизических свойств горных пород. Далее усиленные и сформированные сигналы подаются на входы фазометра, который последовательно посредством суммирования производит измерение разности фаз ∆φ между входными сигналами и их периодами Т. Работа всех электронных узлов выполняется по специальной программе.

Между параметрами ∆φ и УЭС (ρ) существует зависимость, которая для однородной изотропной среды имеет асимптотический вид (рис. 36).

Рис. 36. График зависимости между

показателями ∆φ и ρ

в частотном диапазоне ВИКИЗ

Принципиальная особенность ВИКИЗ, как самостоятельной технологии ГИРС, в том, что реализуется принцип радиального зондирования, то есть последовательного увеличения глубинности за счёт увеличения длины зондов с одновременным уменьшением их рабочей частоты, а также за счёт измерения разности фаз, слабо зависящей от параметров скважины. Другими словами, основной вклад в измеряемые на каждом канале сигналы вносят токи, текущие в различных на удалении от оси скважины областях среды.

Интерпретация диаграмм ВИКИЗ осуществляется по типовой схеме:

1. Определение границ пластов и литологическое расчленение разреза.

2. Выделение коллекторов и оценка типа их флюидонасыщения.

3. Получение количественных показателей продуктивных горизонтов.

Значения ρ пластов–коллекторов и параметры зоны проникновения вычисляются специальной компьютерной программой «МФС ВИКИЗ». Обязателен интерактивный (диалоговый) режим работы с программой, предусматривающий визуализацию и качественную оценку каротажных диаграмм. При этом принят определённый стандарт, согласно которому все пять измерений располагаются на одном поле каротажной диаграммы. Шкала напряжений показателя ∆φ, по которому легко распознаются низкоомные отложения, выбирается линейной, поскольку зависимость ∆φ от ρ нелинейная. Шкала напряжений ρ, когда необходимо выделить пласты высокого сопротивления, принимается логарифмической, но, в то же время, при необходимости визуального разрешения этих пластов применяется и линейная шкала.

Определение границ пластов и литологическое расчленения разрезов по диаграммам ВИКИЗ осуществляется по тем же критериям и признакам, что и для других электрических методов, то есть в точках градиента максимального возрастания-убывания кривых (рис. 37). На первом этапе оценивается соотношение пластов по УЭС, то есть разделяются высокоомные, низкоомные, среднеомные слои.

Рис. 37. Пример выделения литологических границ по диаграммам ВИКИЗ, сопоставленных с кривыми бокового (БК), микробокового (МБК) и индукционного каротажа

При этом диаграммы ВИКИЗ сопоставляются с другими методами каротажа и в первую очередь с кривыми методов стандартного каротажа (КС, ПС, НКТ, ГК). Второй этап литологического расчленения связан с выделением и качественной интерпретаций продуктивных пластов. Среди последних различают газоносные, нефтеносные и водоносные, а также смешанного типа. Признаками проницаемых коллекторов является радиальное изменение УЭС от зонда к зонду и инверсия этих кривых при наличии окаймлений (промытой) зоны. Последовательность изменения УЭС на кривых зондов различной длины зависит от либо пониженного, либо повышенного проникновения фильтрата промывочный жидкости в пласт.

Выделение коллекторов и оценка типа их насыщения производится путём сопоставления диаграмм ВИКИЗ на предмет соотношения по значениям ρ_к. Пример соотношения кривых ВИКИЗ над водонасыщенным коллектором, в котором соленость пластовых вод превышает соленость фильтрата (ρ_с > ρ_в) приведен на рис. 38, а пример соотношения этих же кривых над продуктивным газонасыщенным интервалом - на рис. 39.

Рис. 38. Пример соотношения кривых ВИКИЗ над водонасыщенным коллектором

Рис. 39. Пример соотношения кривых ВИКИЗ над газонасыщенным коллектором

Необходим многоуровневый анализ, включающий привлечение каротажных кривых стандартного и дополнительного комплекса ГИРС в зависимости от сложности строения продуктивных пластов. Как правило, наиболее легко удаётся определить газо- и водонасыщенные коллекторы. В частности, анализ соотношения кривых, приведенных на рис 38 и 39, показывает, что над проницаемым водонасыщенным пластом имеет место последовательное уменьшение показателя ρ_к от коротких зондов к длинным с равными показаниями на двух длинных зондах (см. рис. 38), в то время как, в газонасыщенном пласте картина противоположная, подчёркиваемая чётким обособлением всех кривых (см. рис. 39).

В нефтенасыщенных интервалах соотношение кривых ВИКИЗ бывает самым разнообразным и может в отдельных случаях не отличаться от таковых в водоносных и газоносных пластах. Преимущественно картина проникновения всегда сложная. Часты примеры наличия окаймляющей зоны, где наблюдается инверсия графиков ρ_к, полученных зондами малых и средних размеров. Сложная картина и в тех случаях, когда подошвенная часть пластов содержит пластовую воду. В первом приближении различают:

а) повышающее проникновение, когда, как и в водоносных пластах, происходит последовательное уменьшение от короткого зонда к длинному и, в большинстве случаев, с равными показаниями или инверсией на двух длинных зондах (рис. 40);

Рис. 40. Соотношение графиков ВИКИЗ при повышающем проникновении фильтрата промывочной жидкости в продуктивный пласт

б) понижающее проникновение, при котором, как и в газоносных пластах, наблюдается последовательное увеличение от короткого зонда к длинному с равными показаниями или инверсией значений ρ_к на двух-трех длинных зондах (рис. 41).

Рис. 41. Соотношение графиков ВИКИЗ при понижающем проникновении фильтрата промывочной жидкости в продуктивный пласт

Для правильной оценки коллекторов необходимы мониторинговые наблюдения, которые не только подтверждают наличия окаймляющей зоны в продуктивной части коллектора, но и позволяют изучать динамику процессов формирования этой области.

Количественная интерпретация диаграмм ВИКИЗ включает:

• попластовую разбивку;

• усреднение диаграмм и снятие существенных значений;

• формирование кривых зондирований;

• построение стартовой модели (экспресс-инверсия);

• инверсию кривых с использованием методов целенаправленного подбора модельных параметров;

• оценку качества интерпретации.

Приведенная схема лежит в основе системы компьютерной интерпретации по программе «МФС ВИКИЗ». Подавляющее большинство функций выполняется автоматически, но обязательна корректива, то есть использование интерактивного (диалогового режима). Окно программы пользователя с наименованием основных операций приведено на рис. 41.

Рис. 41. Окно пользователя программой «МФС ВИКИЗ»

Основная цель количественной интерпретации данных ВИКИЗ, как и в технологии БКЗ, определение показателей продуктивного пласта и зоны проникновения. Интерпретация выполняется посредством сопоставления наблюдённых (фактических) кривых с теоретическими. Кривые зондирования, как и в БКЗ, строятся в билогарифмическом масштабе и разделяются на 2-х, 3-х, и 4-х слойные. Наиболее часто встречающиеся типы кривых приведены на рис. 42.

Рис. 42. Типы кривых зондирования в методе ВИКИЗ

ТЕМА: Каротаж естественной (метод ПС) и вызванной (метод ВП) поляризации, качественная и количественная интерпретация каротажных диаграмм этих методов.

Метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС или СП) основан на измерении в разрезах скважин естественного постоянного электрического поля Земли. Это поле создается вследствие окислительно-восстановительных, фильтрационных и диффузионно-адсорбционных процессов и определённым образом деформируется под влиянием скважинных условий. Перечисленные процессы приводят к возникновению на границах разделов сред двойных электрических слоев, суммарный потенциал которых и характеризует интенсивность поля ПС.

Окислительно-восстановительные процессы в основном возникают на контакте с рудными телами при обязательном присутствии водных растворов (природный гальванический элемент).

Фильтрационные процессы связаны с динамикой подземных вод (потенциалы течения).

Диффузионно-адсорбционные процессы имеют место при контакте водных растворов с различной концентрацией.

В нефтегазовых, гидрогеологических и др. скважинах основной интерес представляет диффузионно-адсорбционная активность, проявляющаяся при диффузии ионов электролитов из пластовых вод в промывочную жидкость или наоборот. Потенциал поля в этом случае рассчитывается по формуле:

U_ПС = К_ДА lg C_1/C₂, где

К_ДА – коэффициент диффузии, зависящий от типа электролита и температуры, С₁ и С₂ – концентрации промывочной и пластовой жидкостей. Для соли NaCl К_Д = -11,6 при температуре t = 18₀.

Метод ПС весьма прост в технике исполнения. Схема измерений показана на рис. 43. Производится регистрация потенциалов естественного поля (U_ПС), то есть разность потенциалов между подвижным электродом М, перемещаемым по стволу скважины, и неподвижным электродом N, устанавливаемым на дневной поверхности:

Согласно приведенной формуле изменение – это изменение в мB с глубиной.

Рис. 43. Схема измерений методом ПС

1 – глина, 2 – песчаник

Метод ПС наиболее эффективен в песчано-глинистых разрезах. На рис. 44 показана типовая форма кривой ПС в интервале нефтегазоразведочной скважины. Границы пластов на диаграммах ПС соответствуют точкам 0.5 max амплитудных значений. Их величину отсчитывают по линии глин. Минимумами U_ПС отмечаются песчано-алевролитовые пласты при значениях удельного электрического сопротивления фильтрата бурового раствора бо'льших, чем у пластовой воды (ρ_ф>ρ_в). Против песчано-алевролитовых нефтегазонасыщенных коллекторов аномалии ПС практически не отличаются от таковых против водоносных пластов. В то же время глинистые пласты, содержащие нефть, газ или газоконденсат, характеризуются меньшей амплитудой U_ПС, нежели глинистые водоносные пласты. Чистые карбонатные пласты (известняки, доломиты) характеризуются при условии ρ_ф>ρ_в, как и песчано-алевролитовые, отрицательными аномалиями U_пс.

Рис. 44. Пример отображения на диаграмме ПС терригенного разреза, содержащего продуктивные пласты, отличающиеся между собой по удельному электрическому сопротивлению

Особенно эффективно литологическое расчленение разрезов скважин по данным ПС в тех случаях, когда кривые других методов ГИС, в частности КС, дифференцированы недостаточно (рис. 45).

Рис. 45. Выделение пластов и определение их мощности по данным ПС в слабо дифференцированном по удельному электрическому сопротивлению терригенном разрезе

I - кривая КС, II – кривая ПС

1 – песок, 2 – суглинок, 3 - глина

Соотношение знаков аномалий на кривой ПС зависит от степени минерализации бурового раствора и пластовых вод. В том случае, когда минерализация пластовых вод выше минерализации бурового раствора и пластовое давление ниже гидростатического на уровне пласта, минимумы ПС соответствуют проницаемым (пески, песчаники, известняки), а максимумы малопроницаемым (глины, мергели) породам. Если же минерализация пластовых вод меньше минерализации бурового раствора, а пластовое давление превышает гидростатическое, наблюдается обратное соотношение между кривой ПС и характером пород в разрезе скважины (рис. 46).

Рис. 46. Форма кривых ПС (знак аномалий) при минерализации пластовых вод больше (а) и меньше (б) бурового раствора

1 – известняк, 2 – песок, 3 – глинистый песок, 4 - глина

Связь ПС с минерализацией пластовых вод может быть использована для изучения этого параметра. При этом считается, что величина э. д. с. против пласта определяется исключительно диффузионным потенциалом.

При исследовании разрезов разведочных скважин на руды, особенно сульфидные, медные и полиметаллические, показания U_ПС обусловливаются в основном окислительно-восстановительными процессами. На рис. 47 показана форма аномалий U_ПС против пачки сплошных и вкрапленных сульфидных полиметаллических руд в разведочной скважине.

Рис. 47. Аномалии ПС против пачки сульфидных руд

1 – сплошная сульфидная руда, 2 - вкрапленная сульфидная руда, 3 – углисто-глинистые сланцы, 4 – сланцы

В разрезах угольных скважин применение метода ПС наиболее эффективно на месторождениях бурых углей, полуантрацитов и антрацитов, против пластов которых возникают положительные аномалии U_ПС. Величины аномалий колеблются от первых десятков до нескольких сотен милливольт. Границы пластов, мощность которых превышает 0.5 м, определяются как и в разрезах нефтегазоразведочных скважин по точкам 0.5 U^макс (рис. 48А). С утонением пластов точки границ смещаются к своду аномалии. В случаях, когда кривые ПС имеют пологие ветви, точки границ независимо от мощности пластов располагаются выше половины амплитуды аномалий в пределах ²/₃ U^макс (рис. 48Б). Мощность и строение антрацитовых пластов, как наиболее электропроводящих, эффективно оценивается по кривым градиента потенциала (gradU) или (ΔU_ПС). Для записи этого показателя используются сближенные электроды MN в градиент- или потенциал-зондах:

Границы контактов подошвы и кровли отображаются четкими разнополярными экстремумами (рис. 49).

Рис. 48. Определение толщин (мощности) пластов антрацита по кривым метода ПС

1 – уголь, 2 – перемятый уголь болотной фации, 3 – алевролит, 4 – песчаник

Рис. 49. Определение толщин (мощности) пластов антрацита по кривым градиента ПС

1 – уголь, 2 – перемятый уголь болотной фации, 3 - аргиллит 4 - алевролит

При регистрации кривых исходят из нормативных требований к степени детализации угольных пластов. Должно выполняться условие, согласно которому расстояние (L_MN) между измерительными электродами должно быть меньше мощности (h) слоёв и прослоев в угольных пластах сложного строения. В качестве примера на рис. 50 приведены кривые ΔU_ПС , зарегистрированные зондом MN = 0.05 м против пласта сложного строения. Прослои в пластах с мощностью, превышающей размер MN, отмечаются достаточно четко.

Рис. 50. Определение толщин (мощности) пластов антрацита сложного строения